Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. Lista najwiêkszych firm naf-towych w 2004 r. (tab. 1), zestawiona wed³ug kryterium wielkoœci wydobycia ropy naftowej, w porównaniu z rokiem 2003 nie zmieni³a siê tylko na czterech czo³owych miejscach. Dalej wystêpuj¹ przesuniêcia w górê, jak w przypadku Iraku (z miejsca 18 na 11), British
Petro-leum czy Kuwejtu, lub w dó³, jak w
przypadku Shella, ExxonMobil czy PetroChina. Na 23 miejscu znalaz³ siê Katar z wydobyciem 36,6 mln t ropy. Rok wczeœniej wydobycie w tym kraju by³o mniejsze o 9% i Katar nie mieœci³ siê w tabeli. Listê zamyka, tak jak
poprzednio, norweski Statoil. Z kolei Egipt wypad³ z tabeli z powodu zmniejszenia wydobycia ropy o 5,5%.
Statystyki prowadzone przez redakcjê Oil & Gas
Jour-nal s¹ podzielone na dwie kategorie: listê firm
amerykañ-skich, która obecnie skurczy³a siê do 142 pozycji i listê obejmuj¹c¹ pozosta³e kraje œwiata. Na tej drugiej jest wiele koncernów pañstwowych, nie ujawniaj¹cych swoich wyni-ków finansowych i z tego powodu czêœæ tabeli 1, dotycz¹ca wielkoœci obrotów i zysku, nie jest kompletna. Najpe³niej-sze dane pochodz¹ z listy USA — ³¹czne dochody 142 firm naftowych wynios³y w 2004 r. 757 mld USD, o 46% wiêcej ni¿ w roku 2003! Jeœli chodzi o wielkoœæ wydobycia ropy, to w statystykach Oil & Gas Journal znajduje siê zarówno
26
Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 1, 2006
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl Tab. 1 Najwiêksze firmy naftowe na œwiecie w 2004 r. (wgOil & Gas Journal)
Miejsce w roku Kraj Firma Wydobycie ropy [mln t] Wydobycie gazu [mld m3] Zasoby ropy [mln t] Zasoby gazu [mld m3] Aktywa [mln USD] Przychód [mln USD] Zysk netto [mln USD] 2004 2003
1 1 Arabia Saudyjska SAOC 441,8 55,0 35278,4 6636,4 – – –
2 2 Iran NIOC 195,2 73,6 17108,8 26602,0 – – –
3 3 Meksyk Pemex 189,9 47,2 2013,2 419,0 84114 68673 2263 4 4 Wenezuela PdVSA 153,4 18,1 10743,7 4241,9 62310 64470 4715 5 9 W. Brytania British Petroleum 122,3 88,4 782,7 1289,3 191108 285059 15731
6 10 Kuwejt KPC 116,4 9,2 13464,0 1,6 – – – 7 8 Nigeria NNPC 116,3 15,0 4794,7 4980,8 – – – 8 6 W. Brytania Shell 108,1 90,8 664,8 1147,7 192721 337522 18183 9 5 USA ExxonMobil 108,1 85,9 1141,7 901,2 195256 298035 25330 10 7 Chiny PetroChina 105,9 23,8 1487,9 1260,9 56682,9 46954,5 12435,6 11 18 Irak INOC 99,4 1,9 15640,0 3113,0 – – –
12 12 Abu Zabi ADNOC 97,0 28,3 12539,2 5549,6 – – –
13 14 Rosja £ukoil 86,3 4,9 3157,2 1106,2 29761 34058 4248 14 11 USA Chevron 85,1 41,0 1084,3 556,8 93208 155300 13328 15 13 Francja Total 84,1 50,6 952,4 644,8 113920,3 152614,3 11242,7 16 15 Rosja Jukos 80,2 – 1489,2 – – – – 17 16 Brazylia Petrobras 79,4 19,4 1352,6 318,3 63082 51954 6190 18 17 Libia NOC 76,8 7,1 5304,0 1471,6 – – – 19 19 Algieria Sonatrach 59,9 84,3 1604,8 4542,2 – – – 20 21 W³ochy ENI 51,3 35,2 545,1 521,7 91146 65175 6946,6 21 20 USA ConocoPhillips 51,1 38,9 753,3 500,8 92861 136916 8129 22 23 Angola Sonangol 48,9 0,7 736,0 45,8 – – – 23 – Katar QPC 36,6 29,4 2068,2 25753,0 – – – 24 22 Malezja Petronas 36,4 53,6 719,4 2411,2 53473,7 25657,9 6236,8 25 25 Norwegia Statoil 36,0 22,1 234,1 407,9 40584,5 45433,6 3696,8
najwiêkszy producent ropy, Saudi Arabian Oil Co., jak i marokañski ONAREP, wydobywaj¹cy 13 600 t ropy rocz-nie. Listê amerykañsk¹ zamyka firma Petrol Industries Inc. z aktywami w wysokoœci 250 tys. USD i wydobyciem 2720 t ropy rocznie. Polskê, podobnie jak w ubieg³ym roku, repre-zentuje tylko Petrobaltic.
Wprowadzenie do eksploatacji jednostek FPSO
(Flo-ating Production Storage and Offloading) by³o jednym z
czynników umo¿liwiaj¹cych efektywn¹ eksploatacjê z³ó¿ podmorskich zlokalizowanych w akwenach g³êbokowod-nych (Prz. Geol., vol. 48, nr 3, str. 213). Dowodem na to, ¿e ta innowacja techniczna sprawdzi³a siê, jest wzrost liczby FPSO. W sierpniu 2005 r. na œwiecie by³o 148 takich jednos-tek, z czego 99 obs³ugiwa³o z³o¿a, pozosta³e by³y remonto-wane lub przebudowyremonto-wane. Tylko 4 jednostki oczekiwa³y na zakontraktowanie. Najwiêcej FPSO pracuje w Zachod-niej Afryce — 37, nastêpnie w Brazylii — 27 i w Chinach — 17. Na Morzu Pó³nocnym czynne s¹ 22 jednostki nale¿¹ce do W. Brytanii i Norwegii. Korzyœci wynikaj¹ce z rozbudo-wanych instalacji produkcyjnych i du¿ej pojemnoœci zbior-ników do magazynowania ropy powoduj¹, ¿e budowane s¹ coraz wiêksze jednostki. Niedawno w sektorze Wybrze¿a Koœci S³oniowej rozpoczê³a pracê najwiêksza jednostka tego typu, Baobab Ivoirien, nale¿¹ca do japoñskiej firmy
MODEC Inc. Zdolnoœæ produkcyjna w fazie wstêpnej
przeróbki to 9520 t/d ropy i 2,1 mln m3
/d gazu, zbiorniki mog¹ pomieœciæ 272 tys. t ropy. Statek ma 350 m d³ugoœci i 60 m szerokoœci.
OPEC. ZapowiedŸ uczestników 137. Konferencji OPEC o zwiêkszeniu wydobycia ropy naftowej o 272 tys. t/d od 1 paŸdziernika 2005 r. powinna by³a wp³yn¹æ uspokajaj¹co na rynek ropy, ale utrzymuj¹ca siê niepewnoœæ co do skut-ków huraganów w Zat. Meksykañskiej zneutralizowa³a te dzia³ania. W komunikacie poinformowano, ¿e kraje cz³on-kowskie OPEC wdra¿aj¹ programy inwestycyjne, które do roku 2010 zwiêksz¹ zdolnoœci produkcyjne do 5168 tys. t/d. Jednoczeœnie po raz kolejny stwierdzono, ¿e g³ówn¹ przy-czyn¹ wzrostu cen ropy nie jest niedostateczna poda¿ ropy surowej, lecz niewystarczaj¹ce zdolnoœci produkcyjne rafi-nerii. Zwiêkszone limity produkcyjne mia³y obowi¹zywaæ tylko przez 3 miesi¹ce — do kolejnego nadzwyczajnego posiedzenia, wyznaczonego na 12.12.2005 r. w Kuwejcie. Na grudniowej sesji uznano, ¿e obecny poziom produkcji ropy jest wystarczaj¹cy i nie ma powodu do zwiêkszania limitów. Ewentualne zmiany mog¹ byæ dokonane na nastêp-nej sesji nadzwyczajnastêp-nej Konferencji OPEC, która odbêdzie siê 31.12.2006 r. w Wiedniu.
Nast¹pi³a zmiana na stanowisku przewodnicz¹cego konferencji — na nastêpn¹ roczn¹ kadencjê wybrano Edmunda Maduabebe Daukoru, ministra ds. zasobów naf-towych Nigerii.
Polska. We wrzeœniu 2005 r. zosta³ oddany do u¿ytku gazoci¹g wysokiego ciœnienia od granicy ukraiñskiej do Hrubieszowa, o d³ugoœci 15,4 km. Jest to realizacja umowy z paŸdziernika 2004 r. pomiêdzy PGNiG S.A. i NAK
Nafto-haz Ukrainy (Prz. Geol., vol. 53, nr 2, str. 121). Ustalono,
¿e do koñca 2007 r. dostawy gazu ziemnego bêd¹ wynosi³y 17,5 mln m3
rocznie, z mo¿liwoœci¹ zwiêkszenia ich do 200 mln m3rocznie w latach nastêpnych. Wi¹¿e siê to z pla-nowanym po³¹czeniem gazoci¹gu hrubieszowskiego z ogól-nopolskim systemem przesy³owym i mo¿liwoœci¹ uzupe³-niania krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny.
Od¿y³a sprawa uzupe³nienia dostaw gazu dla Polski poprzez import skroplonego gazu ziemnego. Informuje nas o tym PGNiG S.A. w komunikacie z 6 paŸdziernika 2005 r. o og³oszeniu przetargu na wykonanie Studium wykonalnoœci
i za³o¿eñ techniczno-ekonomicznych importu LNG do Pol-ski, którego g³ównym elementem bêdzie budowa terminalu
odbiorczego skroplonego gazu ziemnego na wybrze¿u Ba³tyku. Termin sk³adania wniosków jest bardzo krótki — wyznaczono go na 7 listopada 2005 r. Otwarcie ofert nast¹pi w ci¹gu 60 dni, a opracowanie studium powinno byæ ukoñczone w ci¹gu 8 miesiêcy.
Europa. Miêdzynarodowa Agencja Energetyczna przygotowa³a prognozê zu¿ycia gazu ziemnego w Europie do roku 2030. Zu¿ycie zwiêkszy siê z 480 mld m3w 2000 r. do 900 mld m3 w 2030 r. Poniewa¿ wydobycie spada, konieczny jest wzrost importu i to bardzo znaczny, bo ze 180 mld m3do 625 mld m3. Mo¿liwe Ÿród³a dostaw to dwa regiony: Rosja wraz z krajami b. ZSRR oraz Bliski Wschód. Aby nie polegaæ jedynie na dostawach z Rosji, nale¿y zwiêkszyæ dostawy z innych kierunków, m.in. z Bliskiego Wschodu, który obecnie odgrywa marginaln¹ rolê i dostar-cza wy³¹cznie skroplony gaz ziemny. Zasoby gazu ziem-nego na Bliskim Wschodzie wynosz¹ 72 bln m3(dla porów-nania zasoby Rosji i krajów b. ZSRR wynosz¹ 58 bln m3). Wychodz¹c naprzeciw sugestiom Miêdzynarodowej Agencji Energetycznej, firma ILF Consulting Engineers z Monachium postanowi³a zbadaæ mo¿liwoœci zaopatrzenia z kierunku bliskowschodniego i opracowa³a studium techniczno-eko-nomiczne, w którym oszacowano koszty dostarczenia gazu ziemnego z rejonu Zatoki Perskiej do Europy. W tym celu konieczne by³oby wybudowanie gazoci¹gu maj¹cego swój pocz¹tek w œrodkowej lub pó³nocnej czêœci Zatoki Perskiej i biegn¹cego przez Arabiê Saudyjsk¹ (lub te¿ przez Irak i Jordaniê) do Egiptu i nastêpnie wzd³u¿ wybrze¿a Morza Œródziemnego przez Libiê i Tunezjê do Algierii. Odga³êzie-nie z Jordanii mog³oby zaopatrywaæ Turcjê, kraje ba³kañskie i W³ochy, po³¹czenia (czêœciowo ju¿ istniej¹ce) z Libii, Tunezji i Algierii dostarcza³yby gaz na Sycyliê, Sardyniê i do Hiszpanii. Ca³kowita d³ugoœæ proponowanego ruroci¹gu wynosi³aby ok. 6000 km.
Zak³adaj¹c 20-letni okres eksploatacji gazoci¹gu, 3-let-ni cykl inwestycyjny i wykorzysta3-let-nie mocy przesy³owej w 95%, analizowano wielkoœæ niezbêdnych nak³adów kapi-ta³owych i kosztów transportu gazu. W zale¿noœci od œred-nicy ruroci¹gu zmienia siê optymalna przepustowoœæ i na przyk³ad przy œrednicy 914 mm przepustowoœæ wyniesie 14 mld m3
rocznie. Koszt transportu 1 mln Btu osi¹gnie wtedy 32 centy US (Btu — British Thermal Unit — to bry-tyjska jednostka iloœci ciep³a, równowartoœæ 1055 J, stoso-wana w obrocie gazem ziemnym jako miara porównawcza ze wzglêdu na ró¿nice w kalorycznoœci gazu). Jeœli zosta-nie zastosowana œrednica 1320 mm, to przepustowoœæ przekroczy 30 mld m3rocznie, a koszt transportu spadnie do 22 centów US za 1 mln Btu.
Warunki geograficzne na trasie przysz³ego gazoci¹gu bêd¹ u³atwia³y budowê — równinny teren, mo¿liwoœæ pro-wadzenia prac przez ca³y rok i s³abe zaludnienie. Równie¿ tania si³a robocza i nieskomplikowany tryb uzyskiwania prawa wstêpu i zezwoleñ na budowê bêd¹ czynnikami sprzyjaj¹cymi. Z kolei koszty inwestycji s¹ bardzo wyso-kie i bêd¹ wymagaæ zaanga¿owania œrodków finansowych z wielu Ÿróde³, przy znacznym stopniu ryzyka. Nak³ady 27
inwestycyjne na budowê odcinka o d³ugoœci 4500 km (jest to wariant minimalny, umo¿liwiaj¹cy doprowadzenie gazo-ci¹gu do pogranicza Libii i Tunezji i rozpoczêcie dostaw gazu do W³och) szacowane s¹ na 5,5 mld (6,6 mld USD). Realizacja ca³ej trasy do zachodniej Algierii, czyli 6000 km, to koszt 7,2 mld (8,7 mld USD).
Norwegia. Statoil szuka alternatywnych Ÿróde³ dostaw gazu ziemnego dla odbiorców w Hiszpanii i USA w zwi¹zku ze zw³ok¹ w uruchomieniu regularnych dostaw gazu ze z³o¿a Snøhvit. Oznajmi³ o tym dyrektor generalny
Statoilu Helge Lund, podaj¹c jako g³ówn¹ przyczynê
nie-dostateczne przygotowanie projektu inwestycji w 2001 r. W rezultacie trzeba by³o wykonaæ dodatkowe prace w ter-minalu na wyspie Melkoya. Wyst¹pi³y te¿ opóŸnienia w monta¿u urz¹dzeñ, spowodowane m.in. wadami jakoœci podzespo³ów dostarczanych przez podwykonawców. Osta-tecznie koszt zagospodarowania z³o¿a Snøhvit wzrós³ do 58,3 mld NOK (7,49 mld ), jest to o 7 mld NOK (900 mln ) wiêcej ni¿ w pierwotnym kosztorysie. Produkcja gazu ruszy 8 miesiêcy póŸniej ni¿ planowano. K³opoty zwi¹zane z rozpoczêciem eksploatacji ze z³o¿a Snøhvit s¹ przyk³adem trudnoœci, z jakimi nale¿y siê liczyæ podczas udostêpniania z³ó¿ ropy i gazu w rejonach arktycznych, w tym tak¿e w rosyjskim sektorze M. Barentsa.
Dania. Koncern DONG (Dansk Oile og Naturgas AS) rozszerza swoj¹ aktywnoœæ na pó³nocny Atlantyk. Jest to obszar pomiêdzy Wyspami Owczymi i Szetlandami o po-wierzchni 3400 km2. We wrzeœniu ubieg³ego roku DONG, wspólnie z brytyjsk¹ firm¹ Dana Petroleum i Gaz de France, uzyska³ 2 koncesje na poszukiwania w 17 blokach. Zobo-wi¹zania koncesyjne obejmuj¹ wykonanie w I etapie badañ sejsmicznych 2-D.
Rosja. Prezes Gazpromu A. Miller og³osi³ tzw. krótk¹ listê firm, z którymi bêd¹ prowadzone negocjacje na temat zagospodarowania z³o¿a gazowo-kondensatowego Sztok-manowskoje na M. Barentsa. S¹ to: Statoil, Total, Chevron,
Norsk Hydro i ConocoPhillips. Spoœród wymienionych
potencjalnych partnerów w I kwartale 2006 r. zostan¹ wybrane 2 lub 3 firmy, które wejd¹ w sk³ad konsorcjum prowadz¹cego tê wielk¹ inwestycjê. Swój udzia³ zg³asza³y równie¿ Shell i ExxonMobil.
USA. Po 4 latach prac w sierpniu ubieg³ego roku koñcowa wersja ustawy energetycznej opuœci³a Izbê Re-prezentantów i Senat i zosta³a podpisana przez prezydenta Busha. Komentatorzy podkreœlaj¹, ¿e od 1992 r. jest to pierwszy akt prawny poœwiêcony polityce energetycznej i dotycz¹cy nie tylko przemys³u naftowego, lecz tak¿e roz-woju wykorzystania energii j¹drowej i odnawialnej, bez-pieczeñstwa systemów elektroenergetycznych i kryteriów bezpieczeñstwa lokalizacji terminali skroplonego gazu ziem-nego. Jednak zmiany i nowe inicjatywy nie modyfikuj¹ gospodarki energetycznej w takim stopniu, aby znacz¹co zmniejszyæ uzale¿nienie od importu, szczególnie od impor-tu ropy naftowej (obecnie pokrywaj¹cego 58% popyimpor-tu). W tej dziedzinie podkreœlono tylko znaczenie zró¿nicowania kierunków dostaw, wp³ywaj¹cego na zmniejszenie niebez-pieczeñstwa potencjalnych zak³óceñ w zaopatrzeniu. Istot-nym punktem nowej ustawy jest zwiêkszenie strategicznych
zapasów ropy naftowej (SPR). Bêd¹ one zwiêkszone z obecnego poziomu 95,2 mln t do 136 mln t. Mankamentem tej decyzji jest brak rozporz¹dzeñ wykonawczych — nie zapewniono œrodków finansowych na powiêkszenie rezerw. Ustawa wprowadza wiele zachêt i ulg podatkowych dla w³aœcicieli domów dokonuj¹cych modernizacji systemów ogrzewania i klimatyzacji. Promowane bêdzie stosowanie baterii s³onecznych, pomp cieplnych, wydajnych pieców, ocieplania œcian itp. W przemyœle samochodowym nacisk powinien byæ po³o¿ony na samochody hybrydowe, elek-tryczne, konstrukcje ogniw paliwowych oraz wprowadza-nie „czystych” silników, zasilanych sprê¿onym gazem ziemnym, gazem p³ynnym, wodorem, etanolem i olejem napêdowym typu biodiesel. S¹ to wa¿ne posuniêcia, ale jednoczeœnie nie podniesiono wymagañ w stosunku do obecnie produkowanych modeli samochodów w zakresie dopuszczalnego zu¿ycia paliwa. W dalszym ci¹gu samochody osobowe mog¹ spalaæ œrednio 8,6 l na 100 km, a samochody dostawcze 11,4 l na 100 km.
W dziedzinie poszukiwañ i wydobycia wa¿ne s¹ zachê-ty do eksploatacji z³ó¿ marginalnych, intensyfikacji wydo-bycia drog¹ zat³aczania CO2, produkcji z akwenów g³êbszych
ni¿ 400 m i zwiêkszania liczby otworów gazowych. Pora¿-k¹ lobby naftowego jest utrzymanie zakazu wydawania koncesji na poszukiwania i eksploatacjê w obszarze chro-nionego krajobrazu arktycznego na Alasce (ANWR). Spra-wa ta by³a jedn¹ z g³ównych kwestii spornych podczas uzgadniania ostatecznego kszta³tu ustawy. Przewodnicz¹cy Komisji ds. Energii i Handlu Izby Reprezentantów, repu-blikanin Joe Barton, wprowadzi³ klauzulê dopuszczaj¹c¹ poszukiwania i eksploatacjê, ale Senat usun¹³ j¹ i ostatecz-nie wiercenia w tym rejoostatecz-nie mog¹ byæ podjête jedyostatecz-nie za specjaln¹ zgod¹ Kongresu.
Drugim wa¿nym problemem, dyskutowanym do ostat-niej chwili, by³o wycofanie siê ze stosowania MTBE — dodatku do benzyn silnikowych. Z wprowadzeniem eteru metylotertbutylowego wi¹zano du¿e nadzieje, przede wszyst-kim na oszczêdnoœæ paliwa. Teraz producenci, importerzy i dystrybutorzy domagali siê rekompensat z racji wstrzyma-nia produkcji MTBE, ale postulat nie zosta³ zaakceptowa-ny przez Senat.
Japonia. Trwaj¹ce od maja 2005 r. rozmowy japoñ-sko-chiñskie na temat rozgraniczenia stref ekonomicznych na Morzu Wschodniochiñskim znalaz³y siê w impasie po informacjach o rozpoczêciu przez Chiny zagospodarowa-nia trzech nowych z³ó¿ gazu ziemnego w pobli¿u z³o¿a Tianwaitian. Strona japoñska twierdzi, ¿e eksploatowane bêd¹ zasoby znajduj¹ce siê w sektorze japoñskim i sprzeci-wia siê temu. Chiny proponuj¹ wspó³pracê w zagospodaro-waniu, ale tylko w odniesieniu do czêœci z³ó¿ zlokali-zowanych po stronie japoñskiej, bez w³¹czenia swoich zaso-bów. W tej sytuacji rz¹d japoñski zamierza rozpocz¹æ wier-cenie otworu poszukiwawczego w pobli¿u z³o¿a gazu Chun-xiao. Jednoczeœnie japoñskie Morskie Si³y Samoobrony wspólnie ze Stra¿¹ Ochrony Wybrze¿a zwiêkszy³y liczbê lotów patrolowych w spornym rejonie, w celu nadzorowa-nia rozwoju sytuacji i zapobie¿enadzorowa-nia budowie instalacji wydobywczych przez stronê chiñsk¹.
ród³a: Gazprom, Offshore, Oil&Gas Journal, OPEC, PGNiG, Statoil, Upstream, World Oil
28
